Реконструкция 4 очереди НТЭЦ-2 путем газотурбинной надстройки с ГСП для подогрева сетевой воды, страница 2

Введение

Одна из основных проблем в сфере производства энергии в Сибири связана со старением основных фондов. Все происходит на фоне резкого снижения темпов работ по техническому перевооружению и модернизации устаревшего оборудования. Приоритетными направлениями в развитии генерирующих мощностей ОЭС Сибири определены :

- проведение работ по техническому перевооружению действующих ТЭС с заменой устаревшего оборудования;

- завершение строительства новых электростанций;

- дальнейшее развитие электрических сетей напряжением 500-1150кВ;

- усиление межсистемных и создание новых межгосударственных связей.

Одним из основных направлений технического перевооружения отечественных паротурбинных ТЭС является внедрение на них газотурбинных и парогазовых технологий. Соединение в одном энергоблоке газотурбинных (ГТУ) и паротурбинных (ПТУ) установок, позволяет при реконструкции ПТУ повысить эффективность использования топлива, обеспечить рост КПД до 45…47%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей. В то же время паротурбинная часть продолжает работать на угле, что экономит «голубое топливо» – газ, который является валютообразующим сырьем.

Объединение ГТУ и ПТУ осуществляют различными способами, при этом получаются различные тепловые схемы, разные основные характеристики работы, а также состав оборудования.

При реконструкции пылеугольной паротурбинной ТЭЦ в парогазовую путем газотурбинной надстройки получили распространение следующие основные типы ПГУ:

1. со сбросом газов в топку низконапорного парогенератора (ПГУ с НПГ);

2. с газоводяным подогревателем (ПГУ с ГВП);

3. с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ);

4. с котлом-утилизатором (ПГУ с КУ или бинарные ПГУ);

5. со сбросом газов в сетевую установку (ПГУ с ГСП);

6. с впрыском пара в проточную часть газовой турбины (ПГУ с ВП).

Первые пять типов ПГУ реализуют термодинамические циклы с раздельными потоками рабочих тел, а ПГУ с ВП рабочее тело газовой турбины – смесь водяного пара и продуктов сгорания.

Парогазовые установки со сбросом газов в сетевую установку отличаются от ПГУ с ГВП тем, что в теплофикационной ПТУ сохраняется полная система регенерации, а газы после ГТУ сбрасываются в сетевой подогреватель, вытесняя нерегулируемый Т-отбор и обеспечивая нагрузку горячего водоснабжения (при минимальной отопительной нагрузке). Такая схема позволяет использовать регулируемый отбор только для качественного регулирования и уменьшить расход острого пара на теплофикационную турбину. При этом ПТУ может работать на твердом топливе, а ГТУ – на природном газе.

Схемы газотурбинных надстроек со сбросом в котел отработавших в ГТУ газов относятся к наиболее экономичным и трудно реализуемым. Трудности реализации связаны с необходимостью размещения газовых турбин и ГВП в непосредственной близости с котлом, чтобы избежать устройства сложных и громоздких газоходов.

ПГУ с использованием теплоты отработавших газов ГТУ для подогрева питательной воды в ГВП паровой части позволяют применять газовые и паровые турбины, а также котельные агрегаты без изменений. Также возможна автономная работа газовой и паровой частей ПГУ на различных видах топлива. Такие установки создают, пристраивая ГТУ и ГВП к действующим паротурбинным энергоблокам.

В данном дипломном проекте рассмотрена реконструкция 4очереди Новосибирской ТЭЦ-2 путем установки двух газовых турбины ГТЭ-60 ЛМЗ в качестве газотурбинной настройки с ГСП, в котором осуществляется подогрев сетевой воды газами, отработавшими в газовых турбинах. В рассматриваемом варианте осуществляется замещение нижнего сетевого подогревателя от одной турбины ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ, газовым сетевым подогревателем. При этом: увеличиваются КПД и снижаются удельные выбросы золы и серы; увеличивается экономическая прибыль по сравнению с вариантом до реконструкции. Однако, возможны и другие варианты ГТН при изменении расхода сетевой воды через ГСП путем различных комбинаций.